不同类型烃源岩气态烃的生成特征研究--来自差热-色谱联机热模拟实验方法的证据

运用差热-色谱联机分析仪对不同煤阶的标准煤样及泥岩和碳酸盐岩烃源岩的热模拟研究表明,低成熟的煤具有更强的放热反应和较大的失重量,其放热反应第一峰温度和失重温度相对较低。低煤阶煤在热模拟过程中比高煤阶煤具有更强的生烃能力。烃源岩气态烃的生成量和特征不仅受控于烃源岩中有机质的丰度而且与其岩石类型、干酪根类型、成熟度等存在着密切关系。成熟度较高的烃源岩属耗尽了的烃源岩,其生烃能力相对较弱。含Ⅰ、Ⅱ型干酪根烃源岩生成的气态烃中重组分含量普遍较高,含Ⅲ型干酪根烃源岩生成的气态烃中甲、乙烷等轻组分含量普遍较高。碳酸盐岩烃源岩在热模拟的高温阶段往往能生成比较大量的气态烃。     

柴达木盆地东部石炭系烃源岩评价

柴达木盆地东部地区石炭系暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及炭质泥岩均发育.大量区域地质调查及有机地球化学分析表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩和碳酸盐岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力.暗色泥岩有机碳含量平均为1.13%,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,为中等-好的烃源岩;碳酸盐岩有机碳含量低,平均为0.26%,有机质类型为Ⅱ1与Ⅱ2型,属中等-差的烃源岩.除都兰地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景.石灰沟地区烃源岩厚度大、丰度高,暗色泥岩和碳酸盐岩分别达到了好烃源岩和中等烃源岩的标准,有机质成熟度中等,生烃潜力较大.     

柴达木盆地东部石炭系烃源岩评价

柴达木盆地东部地区石炭系暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及炭质泥岩均发育。大量区域地质调查及有机地球化学分析表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩和碳酸盐岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力。暗色泥岩有机碳含量平均为1.13%,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,为中等—好的烃源岩;碳酸盐岩有机碳含量低,平均为0.26%,有机质类型为Ⅱ1与Ⅱ2型,属中等—差的烃源岩。除都兰地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景。石灰沟地区烃源岩厚度大、丰度高,暗色泥岩和碳酸盐岩分别达到了好烃源岩和中等烃源岩的标准,有机质成熟度中等,生烃潜力较大。     

柴达木盆地东部石炭系烃源岩评价

柴达木盆地东部地区石炭系暗色泥岩、碳酸盐岩、煤及炭质泥岩均发育.大量区域地质调查及有机地球化学分析表明,石炭系烃源岩主要以暗色泥岩和碳酸盐岩为主,炭质泥岩和煤可能具有生烃能力.暗色泥岩有机碳含量平均为1.13%,有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主,为中等-好的烃源岩;碳酸盐岩有机碳含量低,平均为0.26%,有机质类型为Ⅱ1与Ⅱ2型,属中等-差的烃源岩.除都兰地区有机质成熟度过高、处于过成熟的生干气阶段外,其他地区有机质成熟度中等,正处于生、排烃高峰期,具有良好的油气勘探前景.石灰沟地区烃源岩厚度大、丰度高,暗色泥岩和碳酸盐岩分别达到了好烃源岩和中等烃源岩的标准,有机质成熟度中等,生烃潜力较大.     

低丰度碳酸盐岩有效烃源岩存在的 证据及其TOC下限

中国碳酸盐岩分布面积广、热演化程度高、有机质丰度普遍较低,研究低丰度碳酸盐岩能否成为有效烃源岩对评价碳酸盐岩油气潜力和勘探前景具有重要意义。多方面研究表明,随着深度增大或热演化程度的提高,碳酸盐岩烃源岩TOC降低、生烃潜力和残留烃量均表现出先增大后减小的趋势,生烃热模拟实验结果等都表明低丰度碳酸盐岩烃源岩可以发生生排烃作用,国外勘探实践亦发现低丰度碳酸盐岩作为烃源岩的油气田,这都表明低丰度碳酸盐岩可以成为有效烃源岩。确定碳酸盐岩烃源岩TOC下限需要考虑多个因素,研究认为碳酸盐岩烃源岩的TOC下限应该比泥页岩的05%低一些。根据排烃门限,利用生烃潜力法和物质平衡数值模拟计算法确定了不同成熟阶段有效烃源岩TOC下限,结合前人研究成果和勘探实践,综合确定低成熟阶段、成熟阶段和高过成熟阶段碳酸盐岩有效烃源岩的TOC下限分别为TOC≥14%、TOC=01%~14%和TOC＜01%。     

阿姆河右岸地区侏罗系海相烃源岩生烃潜力

阿姆河右岸地区侏罗系发育三种类型的烃源岩,其有机质丰度均不相同,上侏罗统海相高伽马值泥岩的最高,其次为海相泥灰岩,中下侏罗统海陆过渡相煤系泥岩相对偏低,烃源岩的等级分别属于好烃源岩、中等烃源岩和中—差烃源岩。对比表明,这三种烃源岩的有机质丰度高于中国含油气盆地的同类型烃源岩,说明盆地具有油气生成的较好物质基础。本区海相烃源岩干酪根微组分中腐泥组含量高,但干酪根中氢原子含量低,有机质主要来源于藻类等低等生物。根据干酪根H/C原子比、氢指数IH和碳同位素δ13C三项指标判断,上侏罗统海相烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型母质。上侏罗统高伽马值泥岩和泥灰岩已达生烃高峰阶段(Ro大多在0.8%~1.3%),有利于常规油、凝析油和湿气的生成,总烃/有机碳已达到15.88%~18.4%,接近Ⅱ型烃源岩液态烃的产烃率,说明侏罗系海相烃源岩具有较高的生烃能力。     

阿姆河右岸地区侏罗系海相烃源岩生烃潜力

阿姆河右岸地区侏罗系发育三种类型的烃源岩,其有机质丰度均不相同,上侏罗统海相高伽马值泥岩的最高,其次为海相泥灰岩,中下侏罗统海陆过渡相煤系泥岩相对偏低,烃源岩的等级分别属于好烃源岩、中等烃源岩和中—差烃源岩。对比表明,这三种烃源岩的有机质丰度高于中国含油气盆地的同类型烃源岩,说明盆地具有油气生成的较好物质基础。本区海相烃源岩干酪根微组分中腐泥组含量高,但干酪根中氢原子含量低,有机质主要来源于藻类等低等生物。根据干酪根H/C原子比、氢指数IH和碳同位素δ13C三项指标判断,上侏罗统海相烃源岩属于Ⅱ—Ⅲ型母质。上侏罗统高伽马值泥岩和泥灰岩已达生烃高峰阶段(Ro大多在0.8%~1.3%),有利于常规油、凝析油和湿气的生成,总烃/有机碳已达到15.88%~18.4%,接近Ⅱ型烃源岩液态烃的产烃率,说明侏罗系海相烃源岩具有较高的生烃能力。     

川西前陆盆地中部须家河组煤成气资源与勘探

川西前陆盆地须家河组作为上三叠统重要的含煤地层,含有多套烃源岩。采用沉积有机碳法对各套烃源岩的特征进行了研究。结果表明,烃源岩中含有丰富的有机质,其类型以Ⅲ型干酪根为主,部分为Ⅱ型干酪根。烃源岩总体上成熟度较高,天然气总生成量大,不同地区和各套烃源岩的分布特征和生烃潜力存在明显差异,有机碳值变化幅度大,天然气产出量不均衡。不同地区,烃源岩非均质性和盆地构造演化及沉积特征变化复杂,造成了川西地区中部勘探面临一些问题。这些问题需要紧密结合前陆盆地构造发育和含煤地层沉积的特点,研究烃源岩分布差异性特征,从煤系烃源岩、天然气成藏理论和勘探技术等方面加以解决。     

影响海相烃源岩热解生烃过程的地质条件

热解生烃实验是研究油气生成机理与定量评价烃源岩生烃潜力的重要方法.烃源岩热解生烃模拟结果不仅与温度、压力和时间等因素有关,而且与地层孔隙水及压实成岩作用等地质因素密切相关.采用高压流体和高压釜(低压水蒸气)两种生烃热模拟方法对低成熟海相二叠统大隆组(P₂d)黑色泥岩进行了热解生烃实验模拟.对比分析两组实验结果表明地层孔隙热解实验有利于液态油的生成,不利于液态油向气态烃的转化,并极大地提高了干酪根的生油气潜力,显示了高压液态水、流体压力和孔隙空间等地质因素对烃源岩中有机质热成熟生烃反应的重要影响.这种影响可能与高压液态水的近临界特性有关,近临界特性地层水的参与改变了干酪根热力生烃反应的物理化学行为.推断在实际地质温压(100~200 ℃,30~120 MPa)条件下,烃源岩孔隙中的地层水是一种相对低温高压液态水,具有水的近临界物理化学特性,因此高压流体生烃热模拟实验与实际地层情况更为接近,能更有效地评价烃源岩生烃潜力.      

东营凹陷盐湖相天然气生成的热模拟试验

东营凹陷民丰地区沙四段是典型的盐湖相沉积,也是本区重要的烃源灶和天然气产层。为了研究不同盐类物质与烃源岩在高成熟阶段的相互作用,采用高压釜封闭体系模拟了东营凹陷盐湖相烃源岩的天然气生成过程。结果表明：碳酸盐、硫酸盐、氯化盐对烃源岩热解生成天然气有强催化作用,同烃源岩热解相比,550℃时气态烃产率分别增加了35%、77%和46%。在4组热模拟气的气态烃组成及热模拟气与民丰地区天然气的轻烃组分比较中发现,上述蒸发盐类不仅改变了气态烃产物中各单组分化合物的生成路径,影响了气态烃产物的组成,而且在盐类物质参与作用下,烃源岩热解的气态烃组成与民丰地区天然气更接近。     

不同类型烃源岩排烃模式对比及差异性探究

烃源岩的排烃是准确预测含油气盆地油气资源必须涉及的一个非常重要的环节,为了得到不同有机质类型烃源岩的排烃效率、排烃机理,选取不同有机质类型烃源岩进行了黄金管模拟实验,总结了不同类型烃源岩在各演化阶段产物的变化特征与排烃效率。结果表明,烃源岩类型对总生成油与残留油中轻重烃的比例影响较大,但是对排出油中轻重烃的比例影响较低,排出油中均表现为在未熟—成熟阶段以重烃为主,在高熟—过熟阶段以轻烃为主。烃源岩的类型对生排油量的影响明显,烃源岩的类型越好,生排油量越高。Ⅰ型烃源岩的生排油量最高,Ⅲ型烃源岩最低。烃源岩类型越好,排油效率越高。Ⅲ型烃源岩排油效率低,与其生成气态烃较多、显微组分中镜质组含量较高有关。      

海相碳酸盐岩烃源岩热解动力学研究:全岩和干酪根的对比

我国海相碳酸盐岩地层分布广泛,厚度巨大,经历的地质历史较长,特点是有机质丰度低,多处于高过成熟阶段.碳酸盐岩烃源岩评价对我国的油气资源评价与勘探至关重要.用生烃动力学方法来研究碳酸盐岩生油气过程是一个值得探索的研究方向.本文通过生烃动力学热模拟实验,求取了碳酸盐岩全岩和其干酪根不同烃类组分(甲烷、 C2～ C5气态烃)的生成动力学参数并进行对比.结果表明,在生烃动力学热解实验中,全岩和其干酪根具有相似的动力学参数,采用烃源岩应该比干酪根更符合实际,但是干酪根样品可以测得更为详细的实验数据,因此可以根据样品的情况,选择合理且易行的实验条件.在此基础上,以本文得到的参数作为参照指标,用动力学方法外推到地质实际中,可准确地提出适合我国的碳酸盐岩生烃定量模型,能为碳酸盐岩的资源评估等方面给出定量数值,从而为有效烃源岩的定量评价提供一种新的方法和途径.     

碳酸盐岩生气的热模拟实验

采用半封闭外加温加压式热压模拟装置对碳酸盐岩的生烃情况进行了热模拟实验。利用自然样品和人造样品相结合,研究了碳酸盐岩生气量随成熟度和温度变化的趋势,探讨了碳酸盐岩的生气规律:碳酸盐岩气态烃产率随温度升高而增大,并且在某一温度点(460℃)之后,气态烃产率的增大非常明显;温度是碳酸盐岩生烃的重要影响因素;随着温度增高,碳酸盐岩的生烃潜力不断降低,其间有一个生烃潜力的巨变阶段;碳酸盐岩生烃过程中,总有机碳TOC变化不明显,这可能与样品本身的TOC太低有关;碳酸盐岩的气态烃产率与有机质丰度的关系并不明显。     

大牛地气田石炭—二叠系烃源岩生烃潜力

大牛地气田上古生界石炭—二叠系烃源岩为煤系烃源岩(主要为煤岩和暗色泥岩),有机质类型以Ⅲ型干酪根为主,烃源岩演化成熟度较高,Ro基本在1.5%左右。烃源岩存在3期生烃演化过程,分别为三叠纪期间、侏罗纪期间和古近纪期间。烃源岩(泥岩+煤岩)累计生烃量为8万多亿m~3,煤岩生烃贡献占85%。石炭—二叠系烃源岩现今累计生烃强度高值区主要分布在大牛地气田的东南部、西北部以及西部地区。     

海相烃源岩二次生烃潜力定量评价新方法

烃源岩二次生烃的演化过程是残余干酪根热解演化与残留油热裂解转化两个既相互联系又完全不同的物理化学反应过程的叠加。本文利用自制高压釜热压生烃模拟实验装置,采取分阶段连续递进模拟实验方式,以海相烃源岩样品为例分别评价了残余干酪根的生烃潜力与残留可溶有机质转化油气潜力,建立了一套不同起始与终止成熟度海相烃源岩二次生烃潜力的定量评价方法,并首次明确提出了干酪根生油指数KIo、干酪根生气指数KIg、干酪根生烃指数KIh等评价烃源岩生烃潜力的参数,弥补了ROCK EVAL热解评价方法无法分别评价烃源岩在不同生烃演化阶段所生成的“油”或“烃气”潜力的不足。     

羌塘盆地石炭—二叠系烃源岩地球化学特征讨论

长期以来,羌塘盆地烃源岩的研究一直限于中生代地层,而对其古生代地层生烃能力一直缺乏系统研究。针对这一问题,本文选择羌塘盆地石炭—二叠系8条剖面的暗色泥岩及碳酸盐岩样品,对其从有机质丰度、有机质类型和热演化程度等方面进行了有机地球化学特征的分析。研究发现,石炭—二叠系可能烃源岩类型包括泥岩和碳酸盐岩两种,其分布总体上受沉积相的控制,碳酸盐岩烃源岩可能为局限台地相发育的泥晶灰岩,而泥质烃源岩主要为三角洲及斜坡相发育的暗色泥岩及凝灰质泥岩。石炭—二叠纪泥岩有机碳含量较高,具有较好生烃能力,大多达到烃源岩标准,尤其是刻莫石炭系剖面及贡日二叠系剖面,大多为中等—好烃源岩。碳酸盐岩有机碳含量总体比较低,为非烃源岩。石炭—二叠系碳酸盐岩烃源岩有机质类型为Ⅱ1型,泥质烃源岩有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型。石炭—二叠系烃源岩热演化程度总体较高,除盆地东部刻莫石炭系剖面处在成熟阶段外,大都处在高成熟—过成熟阶段,非常有利于天然气的生成,具备良好的天然气勘探前景。     

松潘阿坝地区烃源岩有机质热演化特征

对松潘阿坝的烃源岩热演化特征进行了全面研究,选用了适合高演化区的成熟度指标:包裹体测温、沥青反射率及干酪根H/C等地化指标。研究认为:1)该区烃源岩在热演化程度普遍达到了成熟—高成熟阶段;2)沥青反射率及包裹体均一温度均具有多期性,表明该区烃源岩经历了二次或多次生烃。3)平面上,烃源岩的热演化程度明显受动力变质、断裂带及岩浆活动的控制,总体表现为四周高、中间低的特征。存在一个唐克为中心的演化程度相对较低的地区,该区可作为勘探初期首选的靶区。4)纵向上,沥青反射率随深度变化的趋势变得不很明显。5）由于松潘阿坝地区在三叠系之上缺少了像四川盆地连续过渡的侏罗系、白垩系沉积,出现了较大的热演化断层,下部烃源岩生烃早于四川盆地,从而使得烃源岩及三叠系保存条件变差。     

柴达木盆地东部石炭系烃源岩热模拟实验及生烃潜力

通过热模拟实验及热模拟产物组分和稳定碳同位素分析,对柴达木盆地东部石炭系烃源岩的生烃能力及产物特征进行了研究。结果表明:石炭系烃源岩的气态烃产率为67.27～161.01m3/t(TOC),总气体产率为220.51～453.39m3/t(TOC),显示柴达木盆地东部石炭系烃源岩具有较高的生气能力;液态有机质产率仅为1.73～4.30kg/t(TOC),残余生油能力相对较低,但考虑到石炭系烃源岩的成熟度已经接近生油窗的下限值(1.3%),因此模拟实验的液态有机质产率不能真实反映石炭系烃源岩的生油潜力。根据模拟实验的气态烃产率可知,柴达木盆地东部石炭系泥质烃源岩的生气强度为14.2×108～42.5×108 m3/km2,显示其具备形成规模气藏的生烃条件。      

渤海湾盆地东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜力分析

孔店组是渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷油气勘探向深层转移的重要层系,受演化程度较高的制约,东营凹陷南坡东段孔二段烃源岩生排烃潜能存在争议,为探讨东营凹陷深层含油气系统,明确孔二段烃源岩生排烃潜能,笔者等从含油气检测结合烃源岩分析的角度进行讨论。通过孔二段沉积时期古地貌恢复,结合地震剖面,明确了孔二段沉积时期的古地貌,探讨了孔二段烃源岩发育的平面分布特征;通过地化及薄片观察,对孔二段烃源岩有机质丰度、类型和成熟度进行研究,且对高成熟孔二段烃源岩进行原始有机碳含量恢复,结合流体包裹体测试、冷阴极发光、荧光观察等系统分析,判识孔二段烃源岩生排烃潜能。研究认为,孔二段烃源岩展布范围较大,且在沉降中心发育较厚的孔二段烃源岩层;孔二段烃源岩原始有机碳含量较高,有机质来源以高等植物为主,属于Ⅱ1-Ⅲ型有机质,成熟度较高,烃源岩已进入生气阶段,综合评定为中等—较好烃源岩。孔店组主要发生两期油充注和一期天然气充注：第一期油充注发生在沙三段沉积时期;第二期油充注发生在东营组沉积时期;第三期天然气充注发生在平原组沉积时期,结合东营凹陷古近系烃源岩生排烃模拟结果,认为孔店组原油具有孔二段烃源岩的生排烃贡献。通过分析孔二段烃源岩发育特征结合生排烃研究,判识孔二段烃源岩生排烃潜能,为东营凹陷深部含油气系统研究鉴定基础。     

伊犁盆地伊宁凹陷二叠系与三叠系主要烃源岩特征对比研究

重点对伊利盆地伊宁凹陷二叠系与三叠系主要烃源岩的有机质丰度、有机质类型、有机质成熟度特征进行分析与对比。盆地二叠系主力烃源岩为铁木里克组,三叠系主力烃源岩为小泉沟群。该盆地二叠系铁木里克组烃源岩机质丰度较好,已处于成熟—高熟阶段,有利于油气的形成,是好的生油岩;盆地三叠系小泉沟群烃源岩表现为有机质丰度高,成熟度较低,生油能力较二叠系差,属于中等生油岩。二叠系铁木里克组烃源岩干酪根碳同位素δ13C介于-23.55‰~20.85‰,指示有机质母质类型为Ⅱ—Ⅲ型有机质。三叠系小泉沟群烃源岩δ13C介于-26.51‰~-20.45‰范围内,代表Ⅱ型有机质。通过镜质体反射率Ro、最高热解峰温、饱和烃轻重比、OEP值研究表明伊宁凹陷二叠系铁木里克组烃源岩有机质成熟度高,三叠系小泉沟群烃源岩成熟度相对低。总体评价认为二叠系铁木里克组烃源岩是伊犁盆地伊宁凹陷的主力烃源岩,生烃能力强,是盆地油气勘探的重点层位。